Wie bewertet ein mittelgroßes Stadtwerk mit 15 industriellen Großkunden das wirtschaftliche Risiko eines 'Bypasses' durch den Fernleitungsnetzbetreiber im Vergleich zu den jährlichen Reservierungsgebühren von ca. 37.500 € pro 50 MW, und welche konkreten 'Back-to-Back'-Vereinbarungen sind notwendig, um diese Sunk Costs bilanziell abzusichern?

Das Risiko besteht darin, dass Großkunden sich direkt an das Kernnetz anschließen lassen, wodurch dem Stadtwerk Netzentgelteinnahmen verloren gehen. Um dies zu verhindern, muss das Stadtwerk Kapazitäten am Netzkoppelpunkt reservieren. Die Kosten hierfür (ca. 5 % des Hochlaufentgelts) gelten als Sunk Costs. Kaufmännisch sollten Stadtwerke Vorverträge mit Industriekunden schließen, die eine Abnahmeverpflichtung oder eine Kostenbeteiligung an den Reservierungsentgelten vorsehen, um das EBIT-Risiko zu minimieren.

Welche Auswirkungen hat die degressive Abschreibung nach dem KANU-Modell bis 2045 auf die Kalkulation der Fernwärmepreise für ein Stadtwerk mit 30.000 Fernwärmekunden, das H2-Ready-KWK-Anlagen zur Erfüllung der 50%-Quote nach dem Wärmeplanungsgesetz (WPG) einsetzen möchte?

Da die Abschreibungszeiträume für neue H2-Infrastruktur durch das KANU-Modell auf das Zieljahr 2045 begrenzt sind, steigen die kalkulatorischen Kapitalkosten in den ersten Jahren massiv an. Dies erhöht die Netzkomponente des H2-Preises (im Beispiel um ca. 3,07 €/MWh). Stadtwerke müssen prüfen, ob ihre bestehenden Verträge nach AVBFernwärmeV Preisanpassungsklauseln enthalten, die solche systembedingten Umstellungskosten rechtssicher an die Endkunden weitergeben können.

Mit welcher Strategie sollte ein Stadtwerk mit 80.000 Zählpunkten in das Clearing-Verfahren gehen, falls der Netzkoppelpunkt überbucht ist, und wie müssen die Umstellungskosten für bestehende Erdgasleitungen (CAPEX von ca. 500.000 € pro km) dokumentiert werden, um die wirtschaftliche Überlegenheit gegenüber einem Bypass nachzuweisen?

Im Clearing-Verfahren haben fundierte Bedarfe Vorrang. Das Stadtwerk muss konkrete Projektplanungen und Endkundenverträge vorlegen können. Da die Umstellung bestehender Leitungen deutlich günstiger ist als ein Neubau durch Dritte (Bypass), muss der Business Case die geringeren CAPEX gegenüber den industriellen Ankermietern transparent machen, um deren Bindung an das Verteilnetz zu rechtfertigen und die Anerkennung im Netzentwicklungsplan (NEP) zu sichern.

Wasserstoff-Kernnetz: Warum Stadtwerke jetzt Kapazitäten reservieren und kaufmännisch planen müssen

Es ist der 20. März 2026. Gestern um 13:00 Uhr hat sich das Fenster zur Zukunft der deutschen Gasversorgung einen entscheidenden Spalt weit geöffnet. Mit dem offiziellen Start der Kapazitätsreservierung für das Wasserstoff-Kernnetz ist die Phase der unverbindlichen Absichtserklärungen (Letters of Intent) endgültig vorbei. Für uns Kaufleute in den Stadtwerken bedeutet das: Aus strategischen Planspielen werden jetzt bilanzwirksame Verpflichtungen.

Als Betriebswirtin schaue ich mir diesen Meilenstein nicht durch die technologische Brille an, sondern frage ganz nüchtern: Was kostet uns die Reservierung, wie sichern wir unsere Erlöse und welches Risiko gehen wir ein, wenn wir jetzt nicht handeln?

Warum Sie sich jetzt mit der Kapazitätsreservierung befassen müssen

Die Frage „Warum sollte ICH mich damit beschäftigen?“ lässt sich für kaufmännische Leiter und Geschäftsführer von Stadtwerken in drei Punkten zusammenfassen:

Sicherung der Ankerkunden: Wenn industrielle Großkunden oder Kraftwerksstandorte in Ihrem Netzgebiet auf Wasserstoff umstellen wollen, müssen Sie als Verteilnetzbetreiber (VNB) die Kapazität am Netzkoppelpunkt (NKP) zum Fernleitungsnetz (FNB) sichern. Tun Sie es nicht, droht der „Bypass“: Der Industriekunde lässt sich direkt an das Kernnetz anschließen, und Ihnen bricht der lukrativste Teil Ihres Netzentgelteinkommens weg.
Vermeidung von Stranded Assets: Das Wärmeplanungsgesetz (WPG) und die Klimaneutralität 2045 zwingen uns zur Dekarbonisierung. Wer heute nicht die Weichen für H2-Kapazitäten stellt, riskiert, dass sein Gasnetz schneller zum „Stranded Asset“ wird als die Abschreibungsdauer (typischerweise 40-50 Jahre nach Kalkulatorik) es vorsieht.
Kalkulationssicherheit: Die nun vorliegenden Reservierungsentgelte müssen in die Business Cases für die kommenden Jahre integriert werden. Wer hier falsch kalkuliert, belastet sein EBIT massiv.

Die kaufmännische Herleitung: Was kostet die Reservierung?

Lassen Sie uns konkret werden. Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) verlangen für die Reservierung ein Entgelt. Am Beispiel von Gasunie Deutschland sehen wir ein Reservierungsentgelt von 5 % des jeweils gültigen Hochlaufentgelts.

Musterrechnung: Reservierungskosten für einen Stadtwerke-NKP

Nehmen wir an, Ihr Stadtwerk versorgt einen Industriepark, der ab 2028 eine Wasserstoffleistung von 50 MW benötigt.

Benötigte Kapazität ($Q_{h}$): 50.000 kWh/h
Angenommenes Hochlaufentgelt ($P_{cap}$): 15,00 €/(kWh/h)/a (Dies ist ein kalkulatorischer Wert, der sich aus der Amortisation des Kernnetzes bis 2055 ergibt).
Reservierungssatz ($s_{res}$): 5 % (0,05)

Die Formel für die jährlichen Reservierungskosten ($K_{res}$) lautet: $$K_{res} = Q_{h} \times P_{cap} \times s_{res}$$

Rechnung: $$50.000 \text{ kWh/h} \times 15,00 \text{ €/(kWh/h)/a} \times 0,05 = 37.500 \text{ € pro Jahr}$$

Diese 37.500 € sind „Sunk Costs“, falls das Projekt nicht zustande kommt, oder sie werden später auf die Netzentgelte angerechnet. Kaufmännisch müssen Sie entscheiden: Ist diese „Versicherungsprämie“ von 37.500 € gerechtfertigt, um einen Kunden zu halten, der potenziell Deckungsbeiträge im sechsstelligen Bereich liefert?

Regulatorische Rahmenbedingungen: Mehr als nur EnWG

Die Kapazitätsreservierung findet nicht im luftleeren Raum statt. Wir müssen die regulatorischen Leitplanken kennen, um die Risiken zu bewerten:

EnWG §§ 15a-15e: Diese bilden die Basis für den integrierten Netzentwicklungsplan (NEP) Gas und Wasserstoff. Die gestern gestartete Reservierung ist das operative Werkzeug, um den realen Bedarf für den NEP 2025 zu verifizieren.
Wärmeplanungsgesetz (WPG): Gemäß § 10 WPG können Kommunen Gebiete für Wärmenetze oder Wasserstoffnetze ausweisen. Wichtig für uns: Bis 2030 müssen Wärmenetze zu mindestens 50 % aus erneuerbaren Energien (EE) oder unvermeidbarer Abwärme gespeist werden. Wasserstoff-Ready-KWK-Anlagen sind hier ein zentraler Baustein. Ohne gesicherte H2-Kapazität am Kernnetz ist die Erfüllung der 50%-Quote für viele Stadtwerke gefährdet.
AVBFernwärmeV: Falls Sie den Wasserstoff zur Wärmeerzeugung nutzen, greift bei der Preisbildung die AVBFernwärmeV. Die Kosten für die H2-Kapazitätsreservierung müssen transparent in die Preisanpassungsklauseln einfließen können. Hier ist Vorsicht geboten: Prüfen Sie, ob Ihre aktuellen Verträge solche „Systemumstellungskosten“ bereits abdecken.
Klimaneutralität 2045: Die Abschreibungszeiträume für neue H2-Leitungen müssen degressiv auf das Zieljahr 2045 ausgerichtet sein (KANU-Modell). Das erhöht die kalkulatorischen Kapitalkosten in den ersten Jahren massiv.

Business Case: Umstellung einer Erdgasleitung auf Wasserstoff

Über 90 % des Kernnetzes basieren auf der Umstellung bestehender Leitungen. Das ist betriebswirtschaftlich sinnvoll, da die Investitionskosten ($CAPEX$) deutlich unter denen eines Neubaus liegen. Dennoch müssen wir die Umstellungskosten kalkulieren.

Formel für die Kalkulation des Wasserstoffpreises (Netzkomponente): $$\text{H2-Netzpreis} = \frac{\text{Kapitalkosten (Zinsen + Abschreibung)} + \text{Betriebskosten}}{\text{verkaufte MWh}}$$

Beispielrechnung für einen Leitungsabschnitt (10 km):

Investition ($I$): 5.000.000 € (Umbau, neue Schieber, Reinigung, Gutachten)
Zinssatz (WACC): 5,0 %
Abschreibungsdauer ($n$): 19 Jahre (bis 2045)
Betriebskosten ($OPEX$): 2 % der Investition = 100.000 €/a
Absatzmenge: 200.000 MWh/a

Abschreibung: $5.000.000 € / 19 \text{ Jahre} \approx 263.158 €/a$
Zinskosten: $5.000.000 € \times 0,05 = 250.000 €/a$
Kapitalkosten gesamt: $263.158 € + 250.000 € = 513.158 €/a$
Gesamtkosten: $513.158 € + 100.000 € (OPEX) = 613.158 €/a$

Ergebnis: $$\text{Netzpreis} = 613.158 € / 200.000 \text{ MWh} = 3,07 €/\text{MWh}$$

Dieser Wert von ca. 0,3 ct/kWh für die Verteilnetzebene kommt on top auf die Kernnetzgebühren. Sie müssen nun prüfen: Ist Ihr Industriekunde bereit, diesen Preis für die „H2-Readiness“ zu zahlen?

Risikomanagement: Das Clearing-Verfahren

Ein kritischer Punkt beim gestarteten Prozess ist die Überbuchung. Sollten an einem Netzpunkt mehr Kapazitäten angefragt werden, als technisch (auf Basis des initialen 400-km-Flow-Netzes) verfügbar sind, tritt ein Clearing-Verfahren in Kraft.

Für Sie bedeutet das: Wer zuerst kommt, mahlt nicht unbedingt zuerst, aber wer fundierte Bedarfe (nachgewiesen durch Endkundenverträge oder konkrete Projektplanungen) vorlegen kann, hat bessere Karten. Strategisch ist es daher essenziell, die Kapazitätsanfragen eng mit den industriellen Ankermietern in Ihrem Netz zu koordinieren. Ein Alleingang des Stadtwerks ohne „Back-to-Back“-Vertrag mit dem Endkunden ist ein unkalkulierbares Bilanzrisiko.

Fazit von Karla Kaufmann

Der gestrige 19. März 2026 markiert den Übergang des Wasserstoffs von der politischen Vision in die kaufmännische Realität. Die Reservierung von Kapazitäten ist kein technischer Akt, sondern eine strategische Investitionsentscheidung.

Meine Empfehlung:

Bestandsaufnahme: Welche Großkunden müssen bis 2030 auf H2 umstellen, um die WPG-Quoten oder eigene ESG-Ziele zu erreichen?
Kalkulation: Nutzen Sie meine obige Formel, um die Reservierungskosten für Ihre spezifischen NKPs zu berechnen.
Vertragsgestaltung: Schließen Sie Vorverträge mit Ihren Kunden ab, um die Reservierungsentgelte weiterzugeben oder zumindest das Abnahmerisiko zu minimieren.

Wasserstoff rechnet sich nicht von heute auf morgen. Aber wer heute die Reservierung verschläft, dem wird morgen die Geschäftsgrundlage für das Gasnetz der Zukunft fehlen. Und das ist ein Risiko, das kein ordentlicher Kaufmann eingehen sollte.